NL1001048C2 - Fixed offshore platform construction equipped with tensioned anchors for small diameter well casings. - Google Patents

Description

Titel: Vaste offshore platform-constructie uitgerust met onder spanning gebrachte verankeringen voor boorput-mantelbuizen van kleine diameter.Title: Fixed offshore platform construction equipped with tensioned anchors for small diameter well casings.

De uitvinding heeft betrekking op een vaste niet meegevende, niet drijvende offshore platform-constructie, voorzien van jen met de zeebodem verbonden steunconstructie, een boven de waterlijn door de steunconstructie ondersteund 5 dek, een in de zeebodem penetrerende geleidingsbuis en een reeks concentrische boorput-mantelbuizen, die zich binnen de geleidingsbuis boven en onder de zeebodem uitstrekken, welke platform-constructie verder is voorzien van een veranke-ringssysteem voor de boorput-mantelbuizen, waarbij de 10 mantelbuizen door middel van grout zijn verbonden met de zeebodem, met elkaar en met de geleidingsbuis tot een juist boven de zeebodem gelegen niveau.The invention relates to a fixed non-compliant, non-floating offshore platform construction, comprising a support construction connected to the seabed, a deck supported above the waterline by the support construction, a guide tube penetrating into the seabed and a series of concentric well casing pipes. extending within the guide tube above and below the sea bed, the platform structure further comprising an anchoring system for the well casing pipes, wherein the casing pipes are connected by grout to the sea bed, to each other and to the guide tube to a level just above the seabed.

Een dergelijke constructie is uit de praktijk bekend en weergegeven in fig. 1.Such a construction is known from practice and is shown in Fig. 1.

1515

Stand der techniekState of the art

Elke offshore boorput voor olie en gas begint met een pijp, die een "geleidingsbuis" wordt genoemd en die de 20 oceaanbodem over honderden voeten binnendringt. Deze geleidingsbuizen hebben doorgaans constante diameters over de gehele lengte, gewoonlijk tussen vierentwintig en dertig inch. De geleidingsbuis strekt zich veelal uit vanaf de zeebodem tot aan het dekniveau van het platform. Als de 25 boorput echter geboord wordt vanaf een drijvend vaartuig, strekt de geleidingsbuis zich slechts vijf tot tien voet boven de zeebodem uit. De primaire functie van de geleidingsbuis is een ondersteunende fundatie te verschaffen voor het gewicht van de onderdelen van de boorput tijdens 30 het boren. De geleidingsbuizen, die zich uitstrekken tot aan het dekniveau, hebben de aanvullende functies van het ondersteunen en beschermen van de mantelbuizen van de boorput in de water- en luchtzones tussen de boorinstallatie 1001048 2 en de zeebodem. De rest van de boorput bestaat uit een gat dat bekleed is met een reeks concentrische, stalen pijpen, die "mantelbuizen" worden genoemd, waarbij elke mantelbuis kleiner van diameter is en zich dieper onder de zeebodem 5 uitstrekt dan de voorgaande, totdat de laatste mantelbuis, die de kleinste diameter heeft, van de bovenkant van de boorput tot aan de olie en gas bevattende formatie reikt.Each offshore oil and gas well begins with a pipe called a "conduit" that penetrates the ocean floor over hundreds of feet. These guide tubes typically have constant diameters along their entire length, usually between twenty-four and thirty inches. The guide tube usually extends from the sea bottom to the deck level of the platform. However, when the well is drilled from a floating vessel, the guide tube extends only five to ten feet above the sea bed. The primary function of the guide tube is to provide a supporting foundation for the weight of the wellbore components during drilling. The guide tubes, which extend up to the deck level, have the additional functions of supporting and protecting the well casing pipes in the water and air zones between the drilling rig 1001048 2 and the seabed. The remainder of the well consists of a hole lined with a series of concentric steel pipes called "casing pipes", each casing pipe being smaller in diameter and extending deeper under the sea bed than the previous one, until the last casing pipe , which has the smallest diameter, extends from the top of the well to the oil and gas containing formation.

Een boorput kan, behalve de geleidingsbuis, mantelbuizen hebben met diameters van twintig inch, dertien inch, negen 10 vijfachtste inch en eventueel een zeven vijfachtste inch mantelbuis.A wellbore, in addition to the guide tube, may have casings with diameters of twenty inches, thirteen inches, nine, ten, eighth-eighth, and optionally, seven five-eighth-inch casing.

Bij het slaan van de boorput wordt begonnen met het boren van een gat dat kleiner is dan de inwendige diameter van de geleidingsbuis, maar groter dan de diameter van de 15 eerste mantelbuis. Als dit gat de geplande diepte bereikt heeft, doorgaans ongeveer tweeduizend voet onder de zeebodem, wordt de eerste mantelbuis samengesteld uit secties en in het gat neergelaten, totdat deze bijna de bodem bereikt. De mantelbuis wordt aan de bovenkant van de 20 geleidingsbuis opgehangen en met grout vastgezet in de grond, tot aan de bodem van de geleidingsbuis, en daarna tegen de binnenkant van de geleidingsbuis, tot tenminste de zeebodem. Elke volgende mantelbuis wordt op dezelfde wijze geïnstalleerd, waarbij ze alle door middel van grout worden 25 vastgezet in de bodem en tegen de voorgaande mantelbuis, tot aan tenminste de zeebodem. Om de boorput af te werken wordt een produktiebuis ingebracht, wordt de produktiezone die de olie en het gas bevat, geïsoleerd en wordt de formatie via de mantelbuis geperforeerd om de koolwaterstoffen in de 30 buizenserie te laten stromen en naar boven naar het platform.Drilling a well starts drilling a hole that is smaller than the inner diameter of the guide tube, but larger than the diameter of the first casing. When this hole has reached the planned depth, usually about two thousand feet below the seafloor, the first casing is assembled from sections and lowered into the hole until it almost reaches the bottom. The casing tube is suspended from the top of the guide tube and secured in the ground with grout, to the bottom of the guide tube, and then against the inside of the guide tube, to at least the sea bottom. Each subsequent casing is installed in the same manner, all of which are grouted into the bottom and against the previous casing, up to at least the sea floor. To finish the wellbore, a production tube is introduced, the production zone containing the oil and gas is isolated, and the formation is perforated through the casing to allow the hydrocarbons to flow into the tubing string and up to the platform.

Het gedeelte van een geleidingsbuis, dat zich uitstrekt tussen de modderlaag en het platformdek, moet in staat zijn weerstand te bieden aan de horizontale belasting die wordt 35 geleverd door de buitengaatse omgeving van golven, stromingen en wind. Omdat de afstand van de modderlaag tot aan het dek gewoonlijk aanzienlijk groter is dan de geleidingsbuis kan overspannen als een niet ondersteunde, 1001048 3 zijdelings belaste kolom, worden de geleidingsbuizen op geschikte niveaus ondersteund in het vaste platform, doordat ze door hulzen steken, die in de constructie zijn opgenomen. De hulzen dragen de horizontale lasten, die op de 5 geleidingsbuizen worden uitgeoefend, over aan de voornaamste frame-elementen van het platform. Deze belastingen zijn voor het ontwerp van een vast offshore platform aanzienlijk.The section of a guide tube, which extends between the mud layer and the platform deck, must be able to withstand the horizontal load imposed by the offshore environment of waves, currents and wind. Since the distance from the mud layer to the deck is usually significantly greater than the guide tube can span as an unsupported 1001048 3 laterally loaded column, the guide tubes are supported at suitable levels in the fixed platform by passing through sleeves which the construction are included. The sleeves transfer the horizontal loads exerted on the 5 guide tubes to the main frame elements of the platform. These loads are significant for the design of a fixed offshore platform.

Offshore boorputten kunnen worden geboord door ofwel een boorinstallatie, die door het platform zelf wordt 10 ondersteund, een "platform-boorinstallatie" genoemd, of door een boorinstallatie, die de platform-constructie niet als ondersteuning gebruikt. De platform-boorinstallatie bestaat uit een reeks modules, die op het platform worden gehesen door middel van een kraan op het platform, ofwel door een 15 grote drijvende kraan en daarna aan elkaar worden gekoppeld. Dit type boorinstallatie oefent een grote belasting op het platform uit ten gevolge van zijn gewicht en windoppervlak. Deze belasting draagt aanzienlijk bij tot de kosten van het platform. Deze benadering wordt in het algemeen gekozen als 20 er een voldoend grote groep boorputten is, gewoonlijk negen of meer, die door één platform worden ondersteund.Offshore wells can be drilled by either a drilling rig supported by the platform itself, called a "platform drilling rig" or by a drilling rig not using the platform construction as a support. The platform drilling rig consists of a series of modules, which are hoisted onto the platform by a crane on the platform, or by a large floating crane and then coupled together. This type of drilling rig puts a heavy load on the platform due to its weight and wind surface. This tax contributes significantly to the cost of the platform. This approach is generally taken when there is a sufficiently large group of wells, usually nine or more, supported by one platform.

Om een offshore boorput te boren zonder de boorinstallatie op het platform te steunen kan ofwel een op de bodem steunende zelf oprichtende boorinstallatie worden gebruikt, 25 die "jack-up"-installatie wordt genoemd of een drijvende a boorinstallatie. Een paar uitzonderingen daargelaten, wordt de "jack-up"-installatie in het algemen ontworpen voor waterdiepten tot driehonderd voet, terwijl de drijvende boorinstallaties kunnen boren vanaf driehonderd voet tot 30 meer dan tienduizend voet water. Voor beide boormethoden ondersteunt de constructie de boorputten nog steeds zoals hierboven beschreven en hierna aanvullend zal worden beschreven, maar door de boorinstallatie niet te dragen kan de constructie van het platform lichter en economischer 35 zijn.To drill an offshore well without supporting the rig on the platform, either a bottom-supporting self-erecting rig, referred to as a "jack-up" rig, or a floating drilling rig may be used. With a few exceptions, the jack-up rig is generally designed for water depths up to three hundred feet, while the floating drill rigs can drill from three hundred feet up to more than ten thousand feet of water. For both drilling methods, the structure still supports the wells as described above and will be described further hereinafter, but by not carrying the drilling rig, the construction of the platform can be lighter and more economical.

Oorspronkelijk werd de "jack-up"-installatie geplaatst naast een tevoren geïnstalleerd platform, werd de kraan ervan boven een geleidingsbuis geplaatst en werd elke 1 00 1 04 6 4 boorput achtereenvolgens geboord, met gebruikmaking van dezelfde technologie als de platform-boorinstallatie. Later werden boortechnieken en mantelbuizen ontwikkeld "modderlijn-ophanging en verankeringssystemen" genaamd, die 5 het mogelijk maakten de boorput met de "jack-up"-installatie te boren voorafgaand aan de plaatsing van het platform en daarna de secties van de geleidingsbuis en de mantelbuizen tussen de zeebodem en het oppervlak tijdelijk te ontkoppelen en de bouwplaats te verlaten. Deze techniek heeft het grote 10 voordeel dat de vervaardiging van het platform en de boorwerkzaamheden gelijktijdig kunnen plaatsvinden. Door aan de bodemophang- en verankeringssystemen een onderzeese boorputkop toe te voegen, kunnen drijvende boorinstallaties de boorputten ook vooraf boren en ze dan ontkoppelen en 15 achterlaten voordat het platform wordt geplaatst.Originally, the "jack-up" installation was placed next to a pre-installed platform, its crane was placed above a guide pipe and each well was successively drilled using the same technology as the platform drilling rig. Later, drilling techniques and jackets were developed called "mud line suspension and anchoring systems", which made it possible to drill the well with the "jack-up" installation prior to the placement of the platform and then the sections of the guide tube and jackets. temporarily disconnect the seabed from the surface and leave the construction site. This technique has the great advantage that the production of the platform and the drilling work can take place simultaneously. By adding a subsea wellhead to the bottom suspension and anchoring systems, floating wells can also pre-drill the wells and then decouple and leave them before the platform is placed.

Zodra het platform is geplaatst, maken de verankerings-systemen het mogelijk de boorputmantelbuizen opnieuw aan te sluiten ter plaatse van de zeebodem en te verbinden met het platformdek. Dit wordt op de meest economische wijze uitge-20 voerd met een platform-boorinstallatie die "workover/tieback"-boorinstallatie wordt genoemd. Deze boorinstallaties zijn kleiner dan een volledige boorinstallatie, omdat ze slechts de mantelbuis behoeven te ondersteunen tot aan de zeebodem. In deze gevallen kan de geleidings- 25 buis zelf al of niet weer verlengd worden tot aan het dek.Once the platform is placed, the anchoring systems allow reconnection of the well casing pipes at the seabed and connect to the platform deck. This is most economically performed with a platform drilling rig called "workover / tieback" drilling rig. These drill rigs are smaller than a full drill rig because they only need to support the casing down to the sea bed. In these cases, the guide tube itself may or may not be extended back to the deck.

» -»-

Het is echter de praktijk om tenminste de eerste mantelbuis plus één, zo niet alle mantelbuizen met kleinere diameter te verlengen tot aan het dek. Dit betekent dat de platformcon-structie nog steeds een middelgrote boorinstallatie moet 30 ondersteunen en de horizontale door de omgeving geleverde belasting moet opnemen, die op de mantelbuizen met grote diameter wordt overgebracht door de golven, de stromingen en de wind.However, it is a practice to extend at least the first casing pipe plus one, if not all, smaller diameter casing pipes to the deck. This means that the platform structure still needs to support a medium drilling rig and take up the horizontal ambient load, which is transferred to the large diameter casing by the waves, currents and wind.

Voor het ontwikkelen van olievelden in water, die 35 buiten het economische bereik van vaste platforms liggen zijn drijvende platformconcepten ontwikkeld, in het bijzonder het platform met onder spanning gebrachte poten (TLP) en het SPAR platform (SPAR). Een TLP is een half 1001048 5 afzinkbaar vaartuig, dat op z'n plaats wordt gehouden door kabels die onder spanning worden gebracht tussen een fundering op de zeebodem en het drijfvermogen van het vaartuig aan het oppervlak. De SPAR is een drijvende, 5 verticale cilinder, die door een kettinglijn ter plaatse is afgemeerd. Deze oplossingen boden doelmatige systemen voor het ondersteunen van platforms in zeer diep water, maar er was geen constructief systeem beschikbaar tussen het drijvende platform en de zeebodem om een zijdelingse 10 ondersteuning te verschaffen voor de verankerde boorput-mantelbuizen met tussenafstanden in lengterichting.Floating platform concepts have been developed for developing oil fields in water, which are outside the economic range of fixed platforms, in particular the platform with live legs (TLP) and the SPAR platform (SPAR). A TLP is a semi-1001048 5 submersible vessel, held in place by cables tensioned between a foundation on the sea bed and the vessel's buoyancy at the surface. The SPAR is a floating, 5 vertical cylinder, moored on site by a chain line. These solutions provided effective systems for supporting platforms in very deep water, but no structural system was available between the floating platform and the sea bed to provide lateral support for the anchored well casing longitudinal spacing.

Een tweeledige oplossing werd ontwikkeld om deze ondersteuning te verschaffen. Eerst wordt elke verankerde mantelbuis voldoende onder spanning gebracht om de noodzaak 15 weg te nemen om tussenliggende, zijdelingse ondersteuningen bij beide soorten drijvende systemen aan te brengen. Bij de TLP wordt, omdat het vaartuig in zijdelingse richting over grote afstanden beweegt en verticaal over kleinere, maar nog steeds aanzienlijke afstanden, een constante spanning op 20 elke mantelbuis gehandhaafd met behulp van een ingewikkelde mechanische inrichting die "aanspanner" wordt genoemd. Bij de SPAR wordt deze spanning gehandhaafd door speciale drijftanks, die aan elke mantelbuis zijn bevestigd. In de tweede plaats wordt, bij beide systemen, slechts de kleinste 25 (of misschien de kleinste twee) streng mantelbuizen » ~ verankerd. In het algemeen zal dit de laatste zijn (de mantelbuis van negen vijfachtste inch) in plaats van de eerste (de mantelbuis van twintig inch), die hiervoor werd beschreven in verband met vaste platforms. De kleinste 30 mantelbuis is lichter en biedt de golfkrachten een veel kleiner oppervlak. Dit vraagt weer veel minder spanning om zowel het gewicht van de mantelbuis als de zijdelingse belasting ervan te weerstaan.A two-pronged solution has been developed to provide this support. First, each anchored casing is sufficiently stressed to eliminate the need to provide intermediate, lateral supports to both types of floating systems. In the TLP, because the vessel moves laterally over long distances and vertically over smaller, but still considerable distances, a constant tension is maintained on each casing using a complicated mechanical device called "tensioner". With the SPAR, this tension is maintained by special floating tanks, which are attached to each casing. Second, in both systems, only the smallest (or perhaps the smallest two) strand of casing is anchored. Generally, this will be the last one (the nine-fifths eighth-inch pipe) instead of the first one (the twenty-five-inch pipe) described above in connection with fixed platforms. The smallest casing is lighter and offers a much smaller surface area for the wave forces. This in turn requires much less stress to withstand both the weight of the jacket pipe and its lateral load.

Uit werkzaamheden aan TLP’s, SPAR’s en andere drijvende 35 oplossingen, zijn geschikte ontwerpprocedures ontwikkeld voor onder spanning gebrachte, verankerde mantelbuis-strengen, die gewoonlijk "onder spanning gebrachte produktiestijgleidingen" worden genoemd. Het ontwerp en de 1001048From work on TLPs, SPARs and other floating solutions, suitable design procedures have been developed for tensioned, anchored casing strands, commonly referred to as "tensioned production risers". The design and the 1001048

Aa

6 bouw van onder spanning gebrachte stijgleidingen is goed bekend bij praktijkdeskundigen. Bovendien is de benodigde hardware met inbegrip van de aanspanners en de bodemophang-en verankeringssytemen goed ontwikkeld en in de handel 5 verkrijgbaar.6 Construction of pressurized risers is well known to experts in the field. In addition, the necessary hardware including the tighteners and the bottom suspension and anchoring systems is well developed and commercially available.

Het concept van de onder spanning gebrachte stijgleiding is recentelijk toegepast op meegevende torenplatforms, die een soort offshore constructie vormen welke afwijkt van zowel de vaste platforms als de drijvende 10 platforms, zoals TLP's en SPAR's. Een meegevende toren, die gebruik maakt van het concept van de aangespannen stijgleiding is ontwikkeld door Smolinski, Morrison, Hute en Marshall en is beschreven in Paper nummer 7450 van de Offshore Technology Conference (OTC) 1994.The concept of the energized riser has recently been applied to compliant tower platforms, which form a kind of offshore construction that differs from both the fixed platforms and the floating platforms, such as TLPs and SPARs. A compliant tower, utilizing the tightening riser concept, was developed by Smolinski, Morrison, Hute and Marshall and is described in Paper number 7450 of the Offshore Technology Conference (OTC) 1994.

15 De sterk gespecialiseerde aard van de vaste offshore platform-industrie heeft problemen opgeleverd bij het verbeteren van de toegepaste technologie. Het is bij ontwerpers van offshore platforms bekend dat de boorput-geleidingsbuizen boven de zeebodem voor een groot gedeelte 20 bijdragen tot de totale door de omgeving gecreëerde belasting op het platform (doorgaans twintig tot dertig procent). Omdat de ontwerpers van platforms echter altijd hun ontwerpen hebben gemaakt met gebruikmaking van specifieke criteria, aangeleverd door de boor- en produktie- 25 specialisten van de oliemaatschappijen, behoefde de » platform-ontwerper niet veel te weten van de boortechnologie om een betrouwbaar en veilig ontwerp te maken. Bij de oliemaatschappijen zijn afzonderlijke specialisten aanwezig voor het kopen van de platforms en voor het boren en de 30 ontwikkeling van de reservoirs. De natuurlijke communicatie-storingen, die worden veroorzaakt door de specialisatie in de industrie heeft de ontwikkeling van meer efficiënte inrichtingen verhinderd.15 The highly specialized nature of the fixed offshore platform industry has created difficulties in improving the applied technology. It is known to offshore platform designers that the wellbore guide tubes above the seabed contribute a large portion of the total environment-created load on the platform (typically twenty to thirty percent). However, since platform designers have always made their designs using specific criteria provided by the oil companies' drilling and production specialists, the platform designer did not need to know much about the drilling technology to ensure a reliable and safe design. to make. The oil companies have separate specialists for buying the platforms and for drilling and developing the reservoirs. The natural communication failures caused by industry specialization have prevented the development of more efficient devices.

Opgemerkt wordt dat uit US-A-5.439.060 een offshore 35 platform-constructie met meegevende toren bekend is, bestemd voor diep watertoepassingen aan welk platform de produktie-of stijgbuizen onder spanning zijn opgehangen.It is noted that from US-A-5,439,060 an offshore platform construction with a yielding tower is known, intended for deep water applications, on which platform the production or risers are suspended under tension.

1001048 71001048 7

Samenvatting van de uitvindingSummary of the invention

De onderhavige uitvinding beoogt de bovenomschreven problemen te ondervangen door een nieuwe toepassing van een 5 bestaande boorput-verankeringstechnologie op de groep offshore constructies, die "vaste platforms" worden genoemd, welke alle variaties omvatten van op de bodem afgesteunde, niet meegevende, op palen gefundeerde of op zwaartekracht berustende offshore constructies, bijvoorbeeld traditionele 10 stalen platforms, minimale platforms, caissons, geschoorde caissons, geschoorde inheipijpen; en strak afgetuide, niet meegevende torens, caissons en inheipijpen. Deze veranke-ringstechnologie werd aanvankelijk ontwikkeld voor toepassing bij platforms met onder spanning gebrachte poten 15 (TLP's) en daarna toegepast op meegevende toren-platforms en wordt, bij onderhavige uitvinding, toegepast op vaste platforms.The present invention aims to overcome the above-described problems by a new application of an existing well anchoring technology to the group of offshore structures, which are called "fixed platforms", which include all variations of bottom-supported, non-yielding, pile-based or gravity based offshore structures, for example, traditional steel platforms, minimal platforms, caissons, braced caissons, braced pilot pipes; and rigid, non-yielding towers, caissons and piling pipes. This anchoring technology was initially developed for use with pressurized leg platforms (TLPs) and then applied to compliant tower platforms and, in the present invention, is applied to fixed platforms.

Boorputten waarbij gebruik wordt gemaakt van deze verankeringstechnologie, en die ondersteund moeten worden 20 door vaste platforms, zullen worden geboord met toepassing van bodemophang- en verankeringssystemen. Ze zullen ofwel vooraf worden geboord en het platform zal later worden geïnstalleerd, of vanaf het platform worden geboord. In beide gevallen zal slechts één of de kleinste twee 25 mantelbuisstrengen met het dek van het vaste platform worden > verbonden. Diverse combinaties van mantelbuisverankeringen kunnen worden gekozen, maar ze zijn alle variaties van hetzelfde idee, namelijk om de bijdrage van elke boorput aan de totale belasting welke wordt uitgeoefend op het vaste 30 platform te minimaliseren door: 1) het minimaliseren van de diameter van de grootste mantelbuisstreng die wordt blootgesteld aan door de omgeving geleverde belasting; 2) het minimaliseren van de constructie die nodig is om 35 de mantelbuizen zijdelings te ondersteunen en 3) het minimaliseren van de afmetingen van de apparatuur (de boorinstallatie) die nodig is om de verankeringsbewerking uit te voeren.Wells utilizing this anchoring technology, which must be supported by fixed platforms, will be drilled using bottom suspension and anchoring systems. They will either be pre-drilled and the platform will be installed later, or drilled from the platform. In either case, only one or the smaller of two casing strands will be connected to the deck of the fixed platform. Various combinations of casing anchors can be chosen, but they are all variations of the same idea, namely to minimize the contribution of each well to the total load applied to the fixed platform by: 1) minimizing the diameter of the largest casing string exposed to environmental loads; 2) minimizing the construction required to support the casing sideways and 3) minimizing the size of the equipment (the rig) required to perform the anchoring operation.

1001048 81001048 8

Er zijn drie belangrijke voordelen die voortvloeien uit het minimaliseren van de diameter van de grootste mantel-buisstreng, die wordt verankerd. In de eerste plaats wordt de totale horizontale belasting, die wordt uitgeoefend op 5 het constructieve systeem van het vaste platform, aanzienlijk verminderd, waardoor de grootte en de kosten van de constructie, nodig om dit gedeelte van de belasting te weerstaan, worden gereduceerd. In de tweede plaats worden de kosten van de aanvullende mantelbuisstrengen die volgens de 10 stand der techniek zouden zijn verankerd, geëlimineerd. In de derde plaats verschaft het verankeren van slechts de mantelbuis met de kleinste diameter(s) het, in vergelijking met de grotere diameter(s) die volgens de stand der techniek werden gebruikt bij vaste platforms, de mogelijkheid een 15 veel kleinere en lichtere "workover/tieback"-installatie te gebruiken voor de verankeringshandelingen. Niet alleen zal de kleinere boorinstallatie leiden tot een lichter, meer economisch platform, maar ook zullen de kosten om de kleinere installatie te huren, te transporteren en te 20 bedienen, lager zijn dan bij een grotere installatie.There are three main advantages that result from minimizing the diameter of the largest casing string that is anchored. First, the total horizontal load exerted on the fixed platform structural system is greatly reduced, thereby reducing the size and cost of the structure required to withstand this portion of the load. Second, the cost of the additional casing strands that would be anchored in the prior art is eliminated. Thirdly, anchoring only the casing with the smallest diameter (s), compared to the larger diameter (s) used in fixed platforms in the prior art, allows for a much smaller and lighter " workover / tieback installation for the anchoring operations. Not only will the smaller drilling rig lead to a lighter, more economical platform, but also the costs of renting, transporting and operating the smaller rig will be lower than with a larger rig.

Het voornaamste voordeel van het ondersteunen van de mantelbuizen onder spanning in plaats van het gebruiken van traditionele, zijdelingse steunen is het wegvallen van een frameconstructie, die uitsluitend is bestemd voor dit doel, 25 zoals: horizontale frame-elementen, mantelbuisgeleidingen en » — ondersteuningen daarvoor. Het wegvallen van dit frame elimineert niet alleen de vervaardigingskosten daarvan, maar ook de golfbelasting die dit frame aan de totale constructie toevoegt.The main advantage of supporting the casing under tension instead of using traditional lateral supports is the elimination of a frame construction intended solely for this purpose, such as: horizontal frame members, casing guides and supports therefor . The disappearance of this frame not only eliminates the manufacturing costs thereof, but also the wave load that this frame adds to the overall construction.

3030

Korte beschrijving van de tekeningenBrief description of the drawings

Voor een goed begrip van de aard en het doel van de onderhavige uitvinding wordt verwezen naar de hierna 35 volgende beschrijving aan de hand van de tekening, waarin overeenkomstige onderdelen van dezelfde verwijzingscijfers zijn voorzien. In de tekening toont: 1001046 9 fig. 1 een zijaanzicht in doorsnede van een gebruikelijke verankeringsinrichting voor een vast offshore platform; fig. 2 een zijaanzicht in doorsnede van de veranke-5 ringsinrichting volgens de uitvinding; en fig. 3 een zijaanzicht in doorsnede van een gewijzigde uitvoeringsvorm van de uitvinding.For a proper understanding of the nature and purpose of the present invention, reference is made to the following description which follows, referring to the drawing, in which like parts are provided with like reference numerals. In the drawing: 1001046 9 Fig. 1 shows a side sectional view of a conventional anchoring device for a fixed offshore platform; Fig. 2 is a side cross-sectional view of the anchoring device according to the invention; and FIG. 3 is a side cross-sectional view of a modified embodiment of the invention.

Gedetailleerde beschrijving van de bij voorkeur 10 toegepaste uitvoeringsvormDetailed description of the preferred embodiment

In de tekening toont fig. 1 een gebruikelijke boorput- verankeringsopstelling voor een vast offshore platform. De vaste offshore platform-constructie 10 wordt gevormd door 15 een bekledings- of steunconstructie 12, die op de zeebodem 14 steunt. Het dek 16 is bevestigd aan en boven de waterlijn 17 ondersteund door de steunconstructie 12. De geleidings- buis 18 steekt over een bepaalde afstand in de zeebodem 14 om de boorput verticaal te steunen. Een reeks concentrische 20 mantelbuizen 22 steken tot op verschillende diepten in de zeebodem binnen de boorput. De mantelbuizen 22 worden met cement of met grout op bekende wijze met de bodem, met elkaar en met de geleidingsbuis 18 verbonden tot een niveau boven de zeebodem. Alle mantelbuizen 22 strekken zich boven 25 het groutniveau en boven de waterlijn uit tot aan het dek » 16. De zijdelingse ondersteuning tussen de zeebodem en het dek wordt verschaft in de vorm van buiscentreerorganen 24 en horizontaal steungevende frame-elementen 26, die aan de steunconstructie 12 en het dek 16 zijn bevestigd.In the drawing, Fig. 1 shows a conventional wellbore anchor arrangement for a fixed offshore platform. The fixed offshore platform construction 10 is formed by a cladding or support construction 12, which rests on the seabed 14. The deck 16 is attached to and above the waterline 17 supported by the support structure 12. The guide tube 18 projects a certain distance into the sea bed 14 to support the well vertically. A series of concentric casing tubes 22 project to different depths in the seabed within the wellbore. The casing tubes 22 are connected in cement in a known manner to the bottom, to each other and to the guide tube 18 with cement or grout, to a level above the seabed. All casing tubes 22 extend above the grout level and above the waterline to the deck »16. The lateral support between the seabed and the deck is provided in the form of tube centering members 24 and horizontally supporting frame members 26 attached to the support structure 12 and deck 16 are attached.

30 De onderhavige uitvinding, weergegeven in fig. 2, vermindert zowel de golfbelasting van de mantelbuizen zelf en elimineert tevens de noodzaak voor de gebruikelijke zijdelingse ondersteuning van de in fig. 1 weergegeven boorput-mantelbuizen. De mantelbuizen 22 en de geleidings-35 buis 18 worden onderling met grout verbonden in het gedeelte van de boorput, dat direkt boven de zeebodem is gelegen tot beneden bij het reservoir. Slechts de kleinste mantelbuis, aangegeven met het cijfer 28, strekt zich voorbij het 1001048 10 groutniveau in de geleidngsbuis nabij de zeebodem uit tot het dek 16 van het vaste offshore platform. De mantelbuis 28 wordt op of onder het dek 16 ondersteund door een steuninrichting 30 als weergegeven. De mantelbuis 28 wordt 5 voldoende onder spanning gehouden om de noodzaak tot toepassing van zijdelingse steun, die wordt geleverd door de buiscentreerorganen 24 en de raamwerkelementen 26 als weergegeven in fig. 1 weg te nemen. Het weglaten van deze raamwerkelementen elimineert zowel het gewicht van deze 10 elementen zelf als het gedeelte van de op de constructie uitgeoefende totale golfbelasting, die door deze elementen zou zijn teweeggebracht. Omdat het tijdens gebruik vaststaande platform zeer kleine zijdelingse uitwijkingen heeft en een verwaarloosbare verticale beweging, zijn geen 15 spaninrichtingen, zoals beschreven voor TLP's, noch speciale drijftanks, zoals beschreven voor SPAR's, nodig om de verankerde mantelbuis te steunen. Aldus is de dure en veel onderhoud vergende apparatuur vervangen door de betrekkelijk goedkope apparatuur 30, die nodig is om een blijvende 20 spanning te leveren aan de mantelbuis 28 ter plaatse van het dek 16.The present invention, shown in Figure 2, both reduces the wave load of the casing itself and also eliminates the need for conventional lateral support of the well casing shown in Figure 1. The casing tubes 22 and the guide tube 18 are interconnected with grout in the portion of the wellbore located directly above the sea bed down to the reservoir. Only the smallest casing tube, indicated by the number 28, extends beyond the 1001048 grout level in the guide tube near the seabed to the deck 16 of the fixed offshore platform. The casing tube 28 is supported on or under the deck 16 by a support device 30 as shown. The casing tube 28 is kept under tension enough to eliminate the need for use of lateral support provided by the tube centering members 24 and the frame members 26 shown in Figure 1. The omission of these frame elements eliminates both the weight of these elements themselves and the portion of the total wave load exerted on the structure that would have been induced by these elements. Because the in-use fixed platform has very small lateral deflections and negligible vertical movement, no clamping devices, such as described for TLPs, nor special floating tanks, such as described for SPARs, are required to support the anchored casing. Thus, the expensive and high maintenance equipment has been replaced by the relatively inexpensive equipment 30 needed to provide a sustained tension to the casing 28 at the deck 16.

Een voorbeeld van een uitvoeringsvorm van het vaste offshore platform dat volledig gebruik maakt van de voordelen van de uitvinding, is een driepootvorm. Anders dan 25 bij een constructie met vier of meer poten, is een driepotig > ~ platform, met zijn drie poten en verbindingsframes in de verticale spantrijen op natuurlijke wijze, driehoekig en stabiel, zonder enige aanvullende frames in horizontale vlakken. Volgens de stand der techniek zijn aanvullende 30 horizontale frames uitsluitend nodig voor het ondersteunen van de geleidingsbuizen en mantelbuizen van de boorput. De uitvinding elimineert de noodzaak voor het aanbrengen van deze horizontale frames aan deze driepoten, waardoor de efficiëntie van het constructieframe wordt gemaximaliseerd. 35 Bij het ontwikkelen van de uitvinding door vergelij kende constructie-analyses van de toepassing van een driepoot waren de resultaten van de analyses voor de ontwerpen die gebruik maakten van dit idee onverwacht goed.An example of an embodiment of the fixed offshore platform that makes full use of the advantages of the invention is a tripod shape. Unlike a construction with four or more legs, a three-legged platform, with its three legs and connecting frames in the vertical rafter rows, is natural, triangular and stable, without any additional frames in horizontal planes. In the prior art, additional horizontal frames are only needed to support the borehole guide tubes and casing tubes. The invention eliminates the need for mounting these horizontal frames to these tripods, thereby maximizing the efficiency of the construction frame. In developing the invention through comparative construction analyzes of the tripod application, the results of the analyzes for the designs using this idea were unexpectedly good.

1001048 111001048 11

Door het elimineren van de noodzaak ondersteunende frames toe te passen voor de mantelbuizen tussen de zeebodem en het dek van het platform, bleek dat dit niet alleen de steungeleidingen en de ondersteunende constructie daarvoor 5 elimineerde, maar dat het ook mogelijk was alle horizontale frames van enigerlei soort op vrijwel elk niveau in de constructie weg te laten. De directe besparingen in staalgewicht vanwege de weggelaten elementen, gecombineerd met het verminderde staalgewicht van de blijvende elementen 10 tengevolge van de verminderde belastingen, waren aanzienlijk hoger dan verwacht, niet voor wat betreft de aard van de besparingen, maar de grootte daarvan. De vergelijking van het ontwerp van een driepoot-platform voor duizend voet water met zes bronnen, waarbij geen gebruik is gemaakt van 15 de uitvinding, met zowel de verwachte gewichten als de op de feitelijke analyse gebaseerde gewichten voor een ontwerp, waarin de uitvinding volledig is toegepast, levert het volgende voorbeeld: het gebruikelijke ontwerp met toepassing 20 van zijdelings ondersteunde verankeringen 11.000 ton verwachte ontwerpresultaten onder toepassing van de aangespannen verankering volgens de uitvinding 9.500 ton 25 > feitelijke ontwerpresultaten onder toepassing van de aangespannen verankering volgens de uitvinding 7.200 ton 30 Tijdens het verfijnen van het ontwerp van de driepoot, onder toepassing van de uivinding, werd gevonden dat elke ontwerpvariant leidde tot verdere vermindering van het staalgewicht, omdat andere elementen, die normaliter bijdragen tot de belasting van het platform ook werden gereduceerd 35 in samenhang met de afname van het basisframe. Daaronder vielen verminderingen aan plaatwerk, hetgeen leidde tot afname van zowel het gewicht als de golfbelasting, en verminderingen in aangroeiïng in zee, met als gevolg vermin- 1001048 12 dering van de golfbelasting. Doordat het gewicht al variërend steeds lager werd bij voortgaande analyse, werd de bekleding licht genoeg om deze op zee te plaatsen door het heffen daarvan als één stuk onder gebruikmaking van beschik-5 bare, drijvende apparatuur. Daardoor verviel de noodzaak om ofwel frameverstijvingen toe te passen (vijftien tot twintig procent van het totale gewicht van de bekleding) ofwel extra kosten te maken voor het plaatsen van de platformbekleding in twee delen, in plaats van één.By eliminating the need to use supporting frames for the casing between the seabed and the deck of the platform, it was found that this not only eliminated the support guides and supporting structure therefor, but it was also possible to use all horizontal frames of any kind at almost any level in the construction. The direct savings in steel weight due to the omitted elements, combined with the reduced steel weight of the permanent elements 10 due to the reduced loads, were significantly higher than expected, not in terms of the nature of the savings, but their magnitude. The design comparison of a tripod platform for a thousand feet of water with six wells, not using the invention, with both the expected weights and the actual analysis based weights for a design in which the invention is complete the following example provides: the usual design using 20 side-supported anchors 11,000 tons expected design results using the tensed anchor according to the invention 9,500 tons 25> actual design results using the tensed anchor according to the invention 7,200 tons 30 During the refining the tripod design, using the invention, it was found that each design variant led to a further reduction in steel weight, since other elements, which normally contribute to the load on the platform, were also reduced in conjunction with the decrease in the base frame. This included reductions in sheet metal, leading to a reduction in both weight and wave load, and reductions in marine fouling, resulting in a reduction in wave load. As the weight was progressively decreasing with continued analysis, the coating became light enough to be placed at sea by lifting it as a single piece using available floating equipment. This eliminated the need to either use frame stiffeners (fifteen to twenty percent of the total weight of the cover) or incur additional costs for installing the platform cover in two parts, rather than one.

10 Fig. 3 geeft een alternatieve uitvoeringsvorm van de uitvinding, waarin twee van de mantelbuizen 22, de kleinste en de op één na kleinste, zoals aangeduid met de verwij-zingscijfers 28 en 32, onder spanning worden gehouden door de steuninrichting 30. Dit is bedoeld voor de situatie, 15 waarin het afwerken van de boorput en het ontwerp van het reservoir het wenselijk maken een extra leiding te hebben tussen het dek 16 en de boorputkop nabij de zeebodem.FIG. 3 depicts an alternative embodiment of the invention, wherein two of the casing tubes 22, the smallest and the second smallest, as indicated by reference numerals 28 and 32, are maintained under tension by the support device 30. This is intended for the situation, in which the completion of the wellbore and the design of the reservoir make it desirable to have an additional pipe between the deck 16 and the wellbore near the sea bed.

Een andere alternatieve uitvoeringsvorm is het verschaffen van een combinatie van de gebruikelijke 20 zijdelingse ondersteuning en spanning, om de kleinste of de twee kleinste mantelbuisstrengen te ondersteunen.Another alternative embodiment is to provide a combination of the usual lateral support and tension to support the smaller or two smaller casing strands.

Nog een andere alternatieve uitvoeringsvorm is het verschaffen van zijdelingse ondersteuning van de één of twee kleinste mantelbuizen als een groep, onder toepassing van 25 een kern of ander element, waarbij de ondersteuningen van de > mantelbuizen op zo korte afstand van elkaar zijn gelegen dat aanspannen niet nodig is.Yet another alternative embodiment is to provide lateral support of the one or two smallest casing pipes as a group, using a core or other element, the supports of the casing pipes being spaced so short that tightening does not is needed.

10010481001048

Claims (2)

1. Vaste niet meegevende, niet drijvende offshore platform-constructie, voorzien van een met de zeebodem verbonden steunconstructie, een boven de waterlijn door de steunconstructie ondersteund dek, een in de zeebodem 5 penetrerende geleidingsbuis en een reeks concentrische boorput-mantelbuizen, die zich binnen de geleidingsbuis boven en onder de zeebodem uitstrekken, welke platform-constructie verder is voorzien van een verankeringssysteem voor de boorput-mantelbuizen, waarbij de mantelbuizen door 10 middel van grout zijn verbonden met de zeebodem, met elkaar en met de geleidingsbuis tot een juist boven de zeebodem gelegen niveau, met het kenmerk, dat - tenminste de kleinste (28) van de boorput-mantelbuizen 15 (22, 28) zich boven het niveau van de groutverbinding uitstrekt tot de boven de waterlijn gelegen offshore platform-constructie (12, 16) en - de kleinste boorput-mantelbuis (28) onder spanning is ondersteund door de offshore platform-constructie (12, 16) 20 waarbij zijdelingse ondersteuning van de kleinste boorput-mantelbuis (28) door de offshore platform-constructie (12, 16. tussen het dek (16) boven de waterlijn (17) en de zeebodem (14) achterwege kan worden gelaten. a ~Fixed non-compliant, non-floating offshore platform structure, comprising a support structure connected to the sea bed, a deck supported above the waterline by the support structure, a guide tube penetrating into the sea bed and a series of concentric well casing pipes located within the guide tube extend above and below the sea bed, the platform construction further comprising an anchoring system for the well casing pipes, wherein the casing pipes are connected by grout to the sea bottom, to each other and to the guide tube to just above the sea bed. sea bed level, characterized in that - at least the smallest (28) of the well casing pipes 15 (22, 28) extends above the level of the grout connection to the offshore platform structure (12, 16) located above the waterline. and - the smallest wellbore casing (28) under tension is supported by the offshore platform structure (12, 16) 20 with lateral This support of the smallest borehole casing (28) can be omitted from the offshore platform structure (12, 16) between the deck (16) above the waterline (17) and the sea floor (14). a ~ 2. Inrichting volgens conclusie 1, met het kenmerk, dat 25 uitsluitend de kleinste twee boorput-mantelbuizen (28, 32) zich boven het niveau van de groutverbinding uitstrekken tot de boven de waterlijn gelegen offshore platform-constructie (12, 16) en - deze kleinste twee boorput-mantelbuizen (28, 32) onder 30 spanning zijn ondersteund door de offshore platform- constructie (12, 16) waarbij de zijdelingse ondersteuning van de twee kleinste boorput-mantelbuizen (28, 32) door de offshore platform-constructie (12, 16) tussen het dek (16) boven de waterlijn (17) en de zeebodem (14) achterwege kan 35 worden gelaten. 1001048Device according to claim 1, characterized in that only the smallest two well casing pipes (28, 32) extend above the level of the grout connection to the offshore platform construction (12, 16) located above the waterline and - these smallest two well casing pipes (28, 32) under tension are supported by the offshore platform construction (12, 16) with the lateral support of the two smallest well casing pipes (28, 32) supported by the offshore platform construction ( 12, 16) between the deck (16) above the waterline (17) and the seabed (14) can be omitted. 1001048